- caracteristicas - de - los - reservorios - en - relacion - a - sus - condiciones - de - presion -...

INDICE

1. INTRODUCCION.-......................................................................................................4

2. OBJETIVO GENERAL.-................................................................................................4

3. OBJETIVO ESPECÍFICO.-.............................................................................................4

4. FORMACION DEL PETROLEO EN LA ESCALA DEL TIEMPO GEOLOGICO.-.....................4

3.1. ORÍGEN DEL PETRÓLEO Y DEL GAS NATURAL................................................................4

3.2. FACTORES PARA SU FORMACIÓN:................................................................................5

3.3. CÓMO SE FORMÓ EL PETRÓLEO...................................................................................5

3.4. TEORIAS QUE EXPLICAN EL ORIGEN DEL PETROLEO.-....................................................63.4.1. TEORÍA INORGÁNICA.-.............................................................................................................63.4.2. TEORÍA ORGÁNICA.-.................................................................................................................7..................................................................................................................................................................73.4.3. DIAGENESIS.-...........................................................................................................................83.4.4. CATAGENESIS.-.........................................................................................................................83.4.5. METAGENESIS.-........................................................................................................................83.4.6. ETAPAS DE GENERACIÓN DE HIDROCARBUROS EN FUNCIÓN DE LA TEMPERATURA.-...........9..................................................................................................................................................................9

3.5. EL TIEMPO GEOLÓGICO.-............................................................................................103.5.1. Período cámbrico (500 a 600 millones de años).-..................................................................113.5.2. Periodo ordovícico (440 a 500 millones de años).-................................................................113.5.3. Periodo silúrico (395 a 440 millones de años).-.....................................................................113.5.4. Periodo devónico (345 a 395 millones de años).-..................................................................123.5.5. Periodo carbonífero (280 a 345 millones de años).-..............................................................123.5.6. Periodo pérmico (225 a 280 millones de años).-....................................................................123.5.7. Periodo triásico (195 a 225 millones de años).-.....................................................................123.5.8. Periodo jurásico (136 a 195millones de años).-.....................................................................133.5.9. Periodo cretácico (65 a 136 millones de años).-....................................................................133.5.10. Periodo terciario (2 a 65 millones de años).-.........................................................................133.5.11. Periodo cuaternario (desde hace 2 millones de años hasta la actualidad).-..........................14

4. Afectación de las condiciones de presión, temperatura en el reservorio.-................15

4.1. Afectación de Presión en el reservorio.-......................................................................15

4.2. Afectación de Temperatura en el reservorio.-.............................................................15

5. -REGIMEN DE PRESION DE RESERVORIO.................................................................16

5.1. Gradiente de Presión:.................................................................................................16

5.2. Gradiente de Presión Anormal.-.................................................................................17

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5.3. DETECCIÓN DE PRESIONES ANORMALES MÉTODOS APLICABLES.-...............................17

5.4. Causas de las Presiones Anormales.-..........................................................................18

5.5. Procesos Diagénicos.-.................................................................................................18

5.6. Efectos Relacionados con la tectónica.-......................................................................18

5.7. Gradiente de presión Normal.-...................................................................................19

5.8. Gradiente de Presión Subnormal.-..............................................................................20

5.9. Causas de las Presiones Subnormales.-......................................................................20

6. -REGIMEN DE TEMPERATURA DE RESERVORIO.-.....................................................20

6.1. Gradiente de Temperatura.-.......................................................................................20

7. AFECTACION DE LA POROSIDAD Y PERMEABILIDAD DE LA ROCA PARA LA PRODUCCION................................................................................................................21

7.1. Afectación de la porosidad de la roca para la producción.-..........................................21

7.2. Definición de Porosidad.-...........................................................................................22

7.3. Definición de Porosidad Efectiva.-..............................................................................22

7.4. Afectación de la Permeabilidad de la roca para la producción.-...................................23

7.5. Definición de Permeabilidad.-.....................................................................................23

8. Yacimiento de acuerdo a la presión.-......................................................................24

8.1. -Yacimiento Sub-Saturado:.........................................................................................24

8.2. -Yacimiento Saturado.-...............................................................................................24

9. Clasificación de Petróleo de acuerdo al tipo de fluidos de almacenamiento.-..........25

9.1. Clasificación de reservorios de acuerdo con el tipo de fluido almacenado...................25

9.2. Petróleo negro ordinario.-..........................................................................................25

9.3. Petróleo volátil.-.........................................................................................................26

9.4. Gas retrogrado-condensado.-.....................................................................................26

9.5. Gas húmedo.-.............................................................................................................27

9.6. Gas seco.-...................................................................................................................29

10. SELECCIÓN DE LOS ARREGLOS DE PRODUCCION SUPERFICIAL EN RELACION AL TIPO DE FLUIDO Y CONDICIONES DE PRODUCCION (PRESION Y TEMPERATURA).-..........30

10.1. PARTES DEL ARREGLOS DE SUPERFICIE.-.................................................................30

10.2. SELECCIÓN DE CABEZAL DE POZO DE ACUERDO A PRESION Y TEMPERATURA.-.......33

2

10.3. SELECCIÓN DEL ARBOLITO DE NAVIDAD DE ACUERDO A PRESION Y TEMPERATURA.-....................................................................................................................33

11. Conclusión.-........................................................................................................34

12. BIBLIOGRAFIA.-...................................................................................................34

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1. INTRODUCCION.-

Las propiedades y origen del petróleo y su clasificación de acuerdo a esos parámetros, es de importancia para comprender las condiciones de perforación y producción de un campo.Tomando en cuenta variables (k ,∅ , βo , μo ,∁w ,etc ), del reservorio optimizaremos al máximo la producción del campo.

2. OBJETIVO GENERAL.-

Obtener conocimientos del origen del petróleo y clasificación de yacimientos y los factores que afectan a este.

3. OBJETIVO ESPECÍFICO.-

- Determinar el origen del petróleo y su tiempo geológico.

- Determinar los efectos de la presión y temperatura en el reservorio.

- Clasificar del yacimiento de acuerdo a su presión y su tipo de fluido de almacenamiento.

- Saber los efectos de la permeabilidad (k) y porosidad (∅ ), sobre la producción del yacimiento.

4. FORMACION DEL PETROLEO EN LA ESCALA DEL TIEMPO GEOLOGICO.-

3.1. ORÍGEN DEL PETRÓLEO Y DEL GAS NATURAL

El petróleo se encuentra depositado bajo tierra, en diferentes regiones, distribuidas por todo el planeta, conocidas con el nombre de Cuencas Sedimentarias.

Las cuencas sedimentarias están formadas por capas o estratos dispuestos uno sobre otro, desde el más antiguo al más reciente y cada estrato tiene constitución deferente al otro.

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3.2. FACTORES PARA SU FORMACIÓN:

- Ausencia de aire

- Restos de plantas y animales (sobre todo, plancton marino)

- Gran presión de las capas de tierra

- Altas temperaturas

- Acción de bacterias

3.3. CÓMO SE FORMÓ EL PETRÓLEO

Hace millones de años se formó el petróleo, como resultado de:La descomposición de restos de animales y de plantas que fueron depositados en el fondo del mar.

Ante el paso del tiempo la materia orgánica se descompone y va quedando en profundidad por los sedimentos que la van cubriendoLos factores de presión, temperatura y procesos químicos y físicos, ayudados por la carencia de oxígeno, posibilitaron la formación de petróleo.

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La acumulación de otras capas geológicas sobre estos depósitos formó la “roca madre” y generó condiciones de presión y temperatura lo que facilitó la acción de bacterias anaeróbicas para transformar lentamente la materia orgánica en hidrocarburos con pequeñas cantidades de otros elementos.

3.4. TEORIAS QUE EXPLICAN EL ORIGEN DEL PETROLEO.-

Las teorías que han tratado de explicar este problema se han dividido, en dos grandes grupos que son:

- Teoría inorgánica

- Teoría orgánica

3.4.1. TEORÍA INORGÁNICA.-

Sostiene el mismo proceso de formación de las cuencas, pero explica la aparición del petróleo en estas, como el resultado de reacciones químicas entre diferentes elementos y compuestos, tales como el calcio, azufre y agua caliente.

Esta teoría es poco aceptable ya que la cantidad de estos elementos no son suficientes para haber producido las grandes cantidades de petróleo en la tierra

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3.4.2. TEORÍA ORGÁNICA.-

Las teorías orgánicas se basan en la participación de residuos vegetales o de animales en el proceso químico bacteriano o de descomposición.

Hay científicos que proponen que la formación del petróleo:

- LA TEORÍA VEGETAL

- LA TEORÍA DEL CARBÓN

3.4.2.5. LA TEORÍA VEGETAL.-

Se ha concebido que las plantas terrestres sean tan abundantes en las bahías cerradas, lagunas y pantanos, que tienen todos los ingredientes para transformarse en petróleo, bajo condiciones adecuadas de deposición y enterramiento de sus restos, a presión y temperatura durante el tiempo geológico necesario.

3.4.2.6. LA TEORÍA DEL CARBÓN.-

- La destilación de tipos de carbón lignítico y bituminoso se obtienen hidrocarburos equivalentes a los componentes del petróleo.

- De estos experimentos se ha formulado la idea de que resultados similares se obtienen en la naturaleza cuando grandes volúmenes de carbón son sometidos a presiones y temperaturas adecuadas.

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Para nuestros propósitos se considera que el petróleo se forma de fuentes orgánicas (vida animal y vegetal), En este proceso se distinguen tres etapas, en función de la temperatura mediante procesos de DIAGENESIS (acumulación de materia orgánica), CATAGENESIS (conversión del material orgánico en roca madre), METAGENESIS (madurez de la roca madre).

3.4.3. DIAGENESIS.-

Esta etapa abarca desde la sedimentación de la materia orgánica, a temperatura ambiental, hasta 650 0, y en ella se producen las primeras transformaciones, que consisten esencialmente en la eliminación de los productos solubles (glúcidos y prótidos) y de N y O (en forma de NR, RO y CO2), y en la concentración de los productos insolubles.

También se forman cantidades importantes de metano (CH4), que por proceder de la actividad bacteriana, recibe el nombre de «gas biogénico » o «gas de los pantanos», por ser también típico de las regiones pantanosas. El residuo orgánico que se va concentrando con los productos insolubles se denomina «Kerógeno» y está constituido por una mezcla compleja de moléculas orgánicas de gran número de C.

3.4.4. CATAGENESIS.-

A partir de 650 C, y hasta los 1500 C, se produce la destilación del Kerógeno y en consecuencia la generación de hidrocarburos, cuyo máximo se localiza entre 900 y 111W C. Este proceso, que se denomina catagénesis, consiste en la rotura de las moléculas orgánicas para formar cadenas de hidrocarburos. Dichas cadenas seguirán rompiéndose a su vez en otras más sencillas según un proceso de destilación natural al aumentar la temperatura, hasta que hacia el final de esta etapa sólo quedan hidrocarburos gaseosos (metano a pentano).

3.4.5. METAGENESIS.-

A partir de 1500C y hasta 2000 C comienza la destrucción de Los hidrocarburos al continuar su destilación. El Kerógeno produce cantidades cada vez menores de gas, exclusivamente metano, y los hidrocarburos existentes se van rompiendo en cadenas cada vez más cortas, para dar metano, y en última instancia convertirse toda la fracción orgánica (Kerógeno e hidrocarburos) en grafito. Sin embargo, si no existen condiciones fuertemente reactivas en profundidad, el metano, que es muy estable, puede permanecer incluso a temperaturas superiores a 3000 C.

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3.4.6. ETAPAS DE GENERACIÓN DE HIDROCARBUROS EN FUNCIÓN DE LA TEMPERATURA.-

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3.5. EL TIEMPO GEOLÓGICO.-

El tiempo geológico nos sirve, para situar dentro de un tiempo determinado, aparición o desaparición de especies, algún carácter nuevo de algún organismo, cambios en el clima así como los diversos factores que afectan a la tierra. La escala de tiempo geológico sirve para ordenar y mostrar los acontecimientos importantes, en la evolución del Planeta.

El tiempo geológico puede ser absoluto o relativo; el primero se define por la desintegración de elementos radiactivos, principalmente en rocas ígneas y a veces en sedimentarias o en fósiles, en tanto que el segundo se determina por la superposición relativa de las rocas sedimentarias o por razonamientos paleontológicos.

Debido a los descubrimientos y las dataciones más rigurosas de fósiles, las rocas y los restos arqueológicos, la división de la escala del tiempo geológico se ha ido tornando más compleja.

La división de la escala está dada por una segmentación y subdivisión de forma jerárquica, de mayor a menor: en Eones, Eras, Periodos y Épocas. Estos poseen nombres de aplicación universal, asociados generalmente a los fósiles donde fueron encontrados los datos más significativos de la división.

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Eones: representan las mayores extensiones de tiempo, equivalente a un tiempo de 1000 millones de años. Se distinguen 3 eones: Arcaico, Proterozoico, Fanerozoico. Pero además en la geocronología anglosajona es adherido el Hadeico, por la evocación al hades infernal desde la formación hasta el comienzo del arcaico.

Era: varía desde decenas hasta centenares millones de años. Tomando importantes procesos geológicos y biológicos. En la escala hay 3 eras: Paleozoica (“vida antigua”), Mesozoica (“vida intermedia”) y Cenozoica (“vida reciente”).

Periodos: son una subdivisión de una era. Se pueden subdividir en unidades más pequeñas denominadas épocas.”(Ej. Triásico. Jurasico, Cretácico, que son correspondientes a la era mesozoica), caracterizados por cambios menos profundos en comparación las eras.

Época: es una subdivisión de un periodo; como lo es el caso del periodo terciario que posee las épocas de: Paleoceno, Eoceno, Oligoceno, Mioceno, Plioceno.

3.4.7. Período cámbrico (500 a 600 millones de años).-

Una explosión de vida pobló los mares, pero la tierra firme permaneció estéril. Toda la vida animal era invertebrada, y los animales más comunes eran los artrópodos llamados trilobites (extintos en la actualidad) con miles de especies diferentes. Colisiones múltiples entre las placas de la corteza terrestre crearon el primer supercontinente, llamado Gondwana.

3.4.8. Periodo ordovícico (440 a 500 millones de años).-

El predecesor del océano Atlántico actual empezó a contraerse mientras que los continentes de esa época se acercaban unos a otros. Los trilobites seguían siendo abundantes; importantes grupos hicieron su primera aparición, entre ellos estaban los corales, los crinoideos, los briozoos y los pelecípodos. Surgieron también peces con escudo óseo externo y sin mandíbula, que son los primeros vertebrados conocidos; sus fósiles se encuentran en lechos de antiguos estuarios de América del Norte.

3.4.9. Periodo silúrico (395 a 440 millones de años).-

La vida se aventuró en tierra bajo la forma de plantas simples llamadas psilofitas, que tenían un sistema vascular para la circulación de agua, y de animales parecidos a los escorpiones, parientes de los artrópodos marinos, extintos en la actualidad, llamados euriptéridos. La cantidad y la variedad de trilobites disminuyeron, pero los mares abundaban en corales, en cefalópodos y en peces mandibulados.

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3.4.10. Periodo devónico (345 a 395 millones de años).-

Este periodo se conoce también como la edad de los peces, por la abundancia de sus fósiles entre las rocas de este periodo. Los peces se adaptaron tanto al agua dulce como al agua salada. Entre ellos había algunos con escudo óseo externo, con o sin mandíbula, tiburones primitivos (aún existe una subespecie de los tiburones de esta época) y peces óseos a partir de los cuales evolucionaron los anfibios. En las zonas de tierra, se hallaban muchos helechos gigantes.

3.4.11. Periodo carbonífero (280 a 345 millones de años).-

Los trilobites estaban casi extinguidos, pero los corales, los crinoideos y los braquiópodos eran abundantes, así como todos los grupos de moluscos. Los climas húmedos y cálidos fomentaron la aparición de bosques exuberantes en los pantanales, que dieron lugar a los principales yacimientos de carbón que existen en la actualidad. Las plantas dominantes eran los licopodios con forma de árbol, los equisetos, los helechos y unas plantas extintas llamadas pteridospermas o semillas de helecho. Los anfibios se extendieron y dieron nacimiento a los reptiles, primeros vertebrados que vivían sólo en tierra. Aparecieron también insectos alados como las libélulas.

3.4.12. Periodo pérmico (225 a 280 millones de años).-

Las zonas de tierra se unieron en un único continente llamado Pangea, y en la región que correspondía con América del Norte se formaron los Apalaches. En el hemisferio norte aparecieron plantas semejantes a las palmeras y coníferas que sustituyeron a los bosques formadores de carbón. Los cambios en el medio, resultado de la redistribución de tierra y agua, provocaron la mayor extinción de todos los tiempos. Los trilobites y muchos peces y corales desaparecieron cuando terminó el paleozoico.

3.4.13. Periodo triásico (195 a 225 millones de años).-

El principio de la era mesozoica quedó marcado por la reaparición de Gondwana cuando Pangea se dividió en los supercontinentes del Norte (Laurasia) y del Sur (Gondwana). Las formas de vida cambiaron considerablemente en esta era, conocida como la edad de los reptiles. Aparecieron nuevas familias de pteridospermas, y las coníferas y los cicadofitos se convirtieron en los mayores grupos florales, junto a los ginkgos y a otros géneros. Surgieron reptiles, como los dinosaurios y las tortugas, además de los mamíferos.

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3.4.14. Periodo jurásico (136 a 195millones de años).-

Al desplazarse Gondwana, el norte del océano Atlántico se ensanchaba y nacía el Atlántico sur. Los dinosaurios dominaban en tierra, mientras crecía el número de reptiles marinos, como los ictiosaurios y los plesiosaurios. Aparecieron los pájaros primitivos y los corales formadores de arrecifes crecían en las aguas poco profundas de las costas. Entre los artrópodos evolucionaron animales semejantes a los cangrejos y a las langostas.

3.4.15. Periodo cretácico (65 a 136 millones de años).-

Los dinosaurios prosperaron y evolucionaron hacia formas más especializadas, para desaparecer de forma brusca al final de este periodo, junto a muchas otras formas de vida. Las teorías para explicar esta extinción masiva tienen en la actualidad un gran interés científico. Los cambios florales de este periodo fueron los más notables de los ocurridos en la historia terrestre. Las gimnospermas estaban extendidas, pero al final del periodo aparecieron las angiospermas (plantas con flores).

3.4.16. Periodo terciario (2 a 65 millones de años).-

En el terciario se rompió el enlace de tierra entre América del Norte y Europa y, al final del periodo, se fraguó el que une América del Norte y América del Sur. Durante el cenozoico, las formas de vida de la tierra y del mar se hicieron más parecidas a las existentes en la actualidad. Se termina de formar la Patagonia y el levantamiento de la cordillera de los Andes. La hierba era más prominente, y esto provocó cambios en la dentición de los animales herbívoros. Al haber desaparecido la mayoría de los reptiles dominantes al final del cretácico, el cenozoico fue la edad de los mamíferos. De esta forma, en la época del eoceno se desarrollaron nuevos grupos de mamíferos, como ciertos animales pequeños parecidos a los caballos actuales, rinocerontes, tapires, rumiantes, ballenas y ancestros de los elefantes. En el oligoceno aparecieron miembros de las familias de los gatos y de los perros, así como algunas especies de monos. En el mioceno los marsupiales eran numerosos, y surgieron los antropoides (semejantes a los humanos). En el plioceno, los mamíferos con placenta alcanzaron su apogeo, en número y diversidad de especies, extendiéndose hasta el periodo cuaternario.

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3.4.17. Periodo cuaternario (desde hace 2 millones de años hasta la actualidad).-

Capas de hielo continentales intermitentes cubrieron gran parte del hemisferio norte. Los restos fósiles ponen de manifiesto que hubo muchos tipos de prehumanos primitivos en el centro y sur de África, en China y en Java, en el pleistoceno bajo y medio; pero los seres humanos modernos (Homo sapiens) no surgieron hasta el final del pleistoceno. Más tarde, en este periodo, los humanos cruzaron al Nuevo Mundo a través del estrecho de Bering. Las capas de hielo retrocedieron al final y empezó la época reciente, el holoceno. Se inició el descenso y el retroceso continental desde el estrecho de Magallanes hasta las Antillas y se formaron ríos y lagunas.

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4. Afectación de las condiciones de presión, temperatura en el reservorio.-

3.6. Afectación de Presión en el reservorio.-

La presión afecta al reservorio, con el factor de gradiente de presión ya que este determina la presión sobre los fluidos, y esta presión es la que ayuda a salir a la superficie a los hidrocarburos de los reservorios.

3.7. Afectación de Temperatura en el reservorio.-

La temperatura afecta al reservorio, con la propiedad de gradiente de temperatura, ya que la temperatura afecta directamente a las propiedades del hidrocarburo de la siguiente manera:Si la temperatura aumenta, la viscosidad del petróleo disminuye, aumentando la movilidad del petróleo a través de los poros dela formación.El gas a menudo se produce a mayor profundidad, donde el calor ha dividido los hidrocarburos en moléculas de gas más pequeñas y ligeras

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5. -REGIMEN DE PRESION DE RESERVORIO

Es muy importante la presión del yacimiento porque es ésta la que induce al movimiento del petróleo desde los confines del yacimiento hacia los pozos y desde el fondo de éstos a la superficie.

A medida que perforamos existe un cambio de presión a esto se lo denomina gradiente de presión:

3.8. Gradiente de Presión:

Es el cambio producido por la presión por unidad de profundidad, expresado normalmente en unidades de psi/pie o kPa/m.La presión se incrementa en forma predecible con la profundidad, en las áreas de presión normal.

El gradiente de presión hidrostática normal para el agua dulce es de 0,433 psi/pie, o 9,792 kPa/m, y de 0,465 psi/pie para el agua con 100 000 ppm de sólidos disueltos totales (un agua típica de la Costa del Golfo), o 10,516 kPa/m. Las desviaciones respecto de la presión normal se describen como presión alta o baja.

Gradientes de PresiónPresiones anormales Mayores a 0,465 Psi/ft

Presiones Normales = 0,465 Psi/ftPresiones Subnormales

Menores a 0,465 Psi/ft

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3.9. Gradiente de Presión Anormal.-

Se define como cualquier presión del poro que sea mayor que la presión hidrostática Normal del agua de la formación (de salinidad normal promedio) que ocupa el espacio poroso.

Una condición del subsuelo en la que la presión de poro de una formación geológica excede o es menor que la presión de formación esperada o normal. Cuando las rocas impermeables, tales como las lutitas, son compactadas rápidamente, sus fluidos intersticiales no siempre pueden filtrarse y, por consiguiente, deben sustentar toda la columna de roca suprayacente, lo que genera presiones de formación anormalmente altas. El exceso de presión, que se conoce como sobrepresión o geopresión, puede producir la explosión o el descontrol de un pozo durante la perforación. La existencia de condiciones de subpresión severas puede causar el atascamiento de la columna de perforación en la formación subpresionada.

3.10. DETECCIÓN DE PRESIONES ANORMALES MÉTODOS APLICABLES.-

a) Antes de la perforación.- uso de técnicas geofísicas.

b) Durante la Perforación.- comportamiento del pozo y muestras obtenidas de él.

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Relación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área DeterminadaRelación Profundidad-Presión En Varios Pozos De Un Área Determinada

c) Después de la Perforación -parámetros medidos después de perforar con registros geofísicos.

3.11. Causas de las Presiones Anormales.-

Efecto Relacionado con la Depositacion.-

1.- Sub Compactación.-

Proceso mediante el cual se desarrolla una presión de poros anormal debido a la interrupción del balance entre la velocidad de sedimentación de las arcillas y la velocidad de expulsión de los fluidos desde los poros al compactarse las mismas por el cubrimiento con capas superiores.Si los fluidos no pueden escapar debido a la disminución de la permeabilidad de los poros, el resultado será una presión anormal alta dentro de los poros.

2.- Depositación de Evaporitas:

La presencia de depósitos de evaporitas puede causar alta presión anormal cercana al gradiente de sobrecarga.

La Halita es totalmente impermeable a los fluidos y se comporta plásticamente pudiendo ejercer una presión igual al gradiente de sobrecarga en todas direcciones.

3.12. Procesos Diagénicos.-

La Diagánesis se define como la alteración de sedimentos y sus minerales durante la compactación posterior a la depositación.

Ejemplo - Diagénesis de la Arcilla:Con los aumentos de la presión y la temperatura, los sedimentos sufren un proceso de cambios químicos y físicos.Los cambios diagenéticos se dan en las lutitas y pueden generar presiones anormales altas dentro de ellas.

3.13. Efectos Relacionados con la tectónica.-

La actividad tectónica puede resultar en el desarrollo de presión de poros anormal como consecuencia de mecanismos como los que se mencionan a continuación:

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Plegamientos:El plegamiento de los mantos de roca se produce por la compresión tectónica de una cuenca geológica lo cual resulta en el desarrollo de altas presiones de poro anormales.

3.14. Gradiente de presión Normal.-

La presión de poro de las rocas, que se considera normal en las zonas en las que el cambio producido en la presión por unidad de profundidad es equivalente a la presión hidrostática.

El gradiente de presión hidrostática normal correspondiente al agua dulce es de 0,433 libras por pulgada cuadrada por pie (psi/pie), o 9,792 kilopascales por metro (kPa/m), y 0,465 psi/pie para el agua, con 100 000 ppm de sólidos disueltos totales (un agua característica de la Costa del Golfo), o 10,516 kPa/m.

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3.15. Gradiente de Presión Subnormal.-

Se define como cualquier presión de poros que sea menor a la correspondiente presión hidrostática NORMAL (de una columna de fluido de salinidad Normal promedia) a una profundidad dada.Ocurre con menor frecuencia que las presiones anormales.Pudiera tener causas naturales relacionadas con el historial estratigráfico, tectónico o geoquímico del área.

3.16. Causas de las Presiones Subnormales.-

Las condiciones de presión subnormales se generan frecuentemente cuando la cota de superficie de un pozo es mucho más elevada que la capa freática del subsuelo o el nivel del mar.

6. -REGIMEN DE TEMPERATURA DE RESERVORIO.-

Las condiciones de presión subnormales se generan frecuentemente cuando la cota de superficie de un pozo es mucho más elevada que la capa freática del subsuelo o el nivel del mar.

3.17. Gradiente de Temperatura.-

Se define como el cambio de temperatura por unidad de profundidad, se expresa en

(℃m ); (℉ft ) .La temperatura está en función de la profundidad. Mientras más profundo esté el yacimiento, mayor la temperatura.

En la práctica se toman medidas de temperatura en los pozos para tener idea del gradiente de temperatura, que generalmente se expresa en 1 °C por cierto intervalo constante de profundidad. El conocimiento del gradiente de temperatura es importante y aplicable en tareas como diseño y selección de revestidores y sartas de producción, fluidos

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de perforación y fluidos para reacondicionamiento de pozos, cementaciones y estudios de producción y de yacimientos.

Gradiente de Temperatura1 (℉ ) 100 ( ft )

7. AFECTACION DE LA POROSIDAD Y PERMEABILIDAD DE LA ROCA PARA LA PRODUCCION

3.18. Afectación de la porosidad de la roca para la producción.-

La porosidad (∅ ) es la característica física más conocida de un yacimiento de petróleo. Determina los volúmenes de petróleo que puede estar presente y todas las operaciones de recuperación se basan en la determinación de su valor.

La porosidad de un material se define como la fracción del volumen total de la roca no ocupado por el esqueleto mineral de la misma.

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CORRELACION DE VALORES DE PROFUNDIDAD Y TEMPERATURA EN VARIOS POZOS































3.19. Definición de Porosidad.-

En los yacimientos de petróleo representa el porcentaje del espacio total que puede ser ocupado por líquidos y gases.

Dicha propiedad determina la capacidad la capacidad de acumulación y generalmente se expresa en fracción o decimal.

Una de las porosidades que nos interesa en la producción de un reservorio es la porosidad efectiva, ya que por esta se va a mover el fluido hacia los pozos.

3.20. Definición de Porosidad Efectiva.-

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Es el espacio poroso intercomunicado, está relacionada con la conductividad de fluidos. La porosidad efectiva es 5 a 10 % menor que la porosidad total.

3.21. Afectación de la Permeabilidad de la roca para la producción.-

La permeabilidad (k) es otra característica de la producción ya que de ella depende el tipo de movilidad del fluido del reservorio.

En un reservorio con arcilla presente en la roca de acumulación tiene un efecto considerable sobre la permeabilidad a líquidos, especialmente si reacciona con la arcilla, ya que al hidratarse las arcillas se expandirían e impediría el flujo y así bajaría el nivel de permeabilidad. Se conoce que el gas no reacciona con la arcilla excepto tal vez por un poco de agua que puede ser removida.

3.22. Definición de Permeabilidad.-

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La conductividad de la roca a los fluidos o la facultad que la roca posee para permitir que los fluidos se muevan a través de la red de poros intercomunicados. Su unidad es Darcy.

8. Yacimiento de acuerdo a la presión.-

Un yacimiento se puede clasificar de acuerdo a su presión, tomando en cuenta una propiedad del petróleo que es la presión de burbuja, que está en función de la presión y temperatura, y que la temperatura es constante, tomamos como una variable la presión, y así podemos determinar el tipo de yacimiento de acuerdo a su presión, que se clasifica de la siguiente manera:

3.23. -Yacimiento Sub-Saturado:

Es un yacimiento cuya presión inicial es mayor que la presión en el punto de burbuja. Inicialmente solo se presenta la fase líquida. Las burbujas de gas se desprenden del crudo una vez el punto de burbuja se alcanza. Eventualmente, el gas librado empieza a aglutinar hasta tener condiciones de flujo hacia al pozo en cantidades cada vez incrementales. Contrariamente, el flujo de crudo decremento gradualmente y en la etapa de depleción permanece mucho crudo en el yacimiento.

3.24. -Yacimiento Saturado.-

Es un yacimiento cuya presión inicial es menor o igual que la presión en el punto de burbuja. Este yacimiento bifásico consiste de una zona gaseosa suprayaciendo una zona líquida. Puesto que la composición del gas y el crudo son completamente diferentes, estas pueden representarse por diagramas de fases individuales que tienen poca relación entre ellas o en composición. La zona líquida está en su punto de burbuja y será producida como un yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa de gas. La capa de gas está en el punto de rocío y podría ser retrógrada o no retrógrada (yacimiento de gas).

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9. Clasificación de Petróleo de acuerdo al tipo de fluidos de almacenamiento.-

3.25. Clasificación de reservorios de acuerdo con el tipo de fluido almacenado

3.26. Petróleo negro ordinario.-

Un diagrama de fase para un petróleo negro ordinario es mostrado en la figura 3-3. El diagrama de fase es caracterizado por las líneas de calidad que son aproximadamente equidistantes. Siguiendo la trayectoria de la reducción de presión indicada por la línea vertical EF sobre la figura 3-3, la curva del rendimiento del líquido es mostrada en figura 5-2, se prepara trazando el porcentaje del volumen del líquido en función de la presión.

La curva del rendimiento del líquido se aproxima a la línea recta excepto a presiones muy bajas. Cuando el petróleo negro es producido normalmente se produce una relación GAS-PETROLEO entre 200-700 scf/stb y gravedades del petróleo de 15-40 APIº (en el tanque de almacenamiento el petróleo normalmente es de color marron y verde oscuro.

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3.27. Petróleo volátil.-

Un diagrama de fases para un petróleo volátil (alto rendimiento) es dado en la figura 3-5. Obsérvese que las líneas de calidad están juntas y estrechas cerca del punto de burbuja y están más ampliamente espaciadas a bajas presiones. Este tipo de petróleo es comúnmente caracterizado por un alto rendimiento de líquido inmediatamente por debajo del punto de burbuja como es mostrado en la figura 3-7. Las otras propiedades caracterizadas de este petróleo incluyen:

Factor volumétrico menor que 2 bbl/stb

Relación Gas-Petróleo entre 2000-3500 scf/stb

Gravedad API entre 45-55

Color verdó a naranja

3.28. Gas retrogrado-condensado.-

Si la temperatura de reservorio esta entre la temperatura critica Tc y la cricondetérmica TCT del fluido, el reservorio es clasificado como “retrogrado-condensado”. Esta categoría de reservorio de gas es único en el tipo de acumulación de hidrocarburo, donde el comportamiento especial del fluido es el factor de control en el desarrollo y el proceso de depleción del reservorio.

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El fluido existe como un gas a las condiciones iniciales del reservorio cuando la presión de reservorio diclina a una temperatura de reservorio constante, la línea del punto de roció es cruzada y se forma el líquido en el reservorio.

Este líquido también se forma en el sistema de tubería y el separador debido al cambio de presión y temperatura.

Este proceso de condensación retrogrado continua con la disminución de presión hasta que llegue a su máxima condensación de líquido en el punto 3. Sin embargo en el punto 4 la reducción en la presión permite a las moléculas pesadas comenzar el proceso de evaporización normal. Este es una proceso en el que pocas moléculas de gas golpean la superficie liquida y causan que más moléculas entren a la fase liquida. La curva de rendimiento del volumen de líquido, comúnmente es llamado “curvas de la caída de líquido”. Para un sistema de condensado es mostrado (en la figura 2-11) en la mayoría de los reservorios de gas condensado el volumen de líquido condensado rara vez es más que el 10 % que el volumen total.

3.29. Gas húmedo.-

Un diagrama de fase típica para un gas húmedo es mostrado en la figura 3-13 donde la temperatura del reservorio esta sobre la cricondetérmica de la mezcla de hidrocarburos. El fluido de reservorio siempre permanece en la región de la fase vapor cuando el reservorio es depletado isotérmicamente a lo largo de la línea vertical A-B sin embargo

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cuando el gas producido fluye a la superficie la presión y la temperatura del gas declina. El gas entra en la región de las dos fases, una fase de líquido condensado fuera del gas es producida a las condiciones de superficie en el separador. Por tal razón nunca se integran las dos fases en el reservorio, únicamente existe la fase gaseosa en el reservorio.

El gas entra en la región de dos fases en la tubería de producción debido a los cambios de presión, temperatura y la separación en la superficie. Esto es causado por una disminución suficiente en la energía cinética de las moléculas pesadas con la caída de la temperatura ay su cambio subsiguiente a líquido a través de fuerzas atractivas entre moléculas.

Los reservorios de gas húmedos:

Relación gas-petróleo GOR entre 60000 a 100000.

Gravedad del líquido en el tanque de almacenamiento arriba de 60 API.

El líquido es de color blanco-agua.

A las condiciones del separador existe una región de dos fases.

Densidades menores de 0.75 gr/cm3.

Contenido de licuables en el gas son generalmente por debajo de los 30 bbl/mmpc

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3.30. Gas seco.-

Estos reservorios existen como un gas tanto en el reservorio y en la superficie este tipo de reservorio es lo que se conoce como “gas seco”, cuyo diagrama se presenta en la figura 2-14.

Contienen principalmente metano, con pequeñas cantidades de etano, propano, y mas pesados, el fluido de este reservorio entra en la región de dos fases a condiciones de superficie, durante la explotación del reservorio. Teóricamente los reservorios de gas seco no producen liquido en la superficie, por ende, la diferencia entre un gas seco y un gas húmedo es arbitraria y generalmente los sistemas de hidrocarburos que produzcan con relaciones gas petróleo mayor de 12000 scf-stb se considera gas seco.

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10.SELECCIÓN DE LOS ARREGLOS DE PRODUCCION SUPERFICIAL EN RELACION AL TIPO DE FLUIDO Y CONDICIONES DE PRODUCCION (PRESION Y TEMPERATURA).-

Tanto durante la perforación, como en la producción es necesario tener un control bueno del sistema de presiones, es por ello que estudiáramos el arreglo de superficie, ya que un buen entendimiento del mismo nos permitirá apreciar el mecanismo para futuras intervenciones.

3.31. PARTES DEL ARREGLOS DE SUPERFICIE.-

- Cabezales de tubería de revestimiento (TR).

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- Colgadores de tubería de revestimiento.

- Cabezales de tubería de producción (TP).

- Colgadores de tubería de producción.

Suspende las sartas de revestimiento intermedio o de producción

Centra la sarta del revestidor en la Cubierta del Cabezal o en el Carretel

Sella el espacio anular del revestidor

COLGADORES DEL REVESTIDOR – TIPOS.-

Dos tipos principales de colgadores del revestidor:

Colgador tipo cuña (cuñas envolventes alrededor del revestidor)

Colgador tipo mandril

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- Válvula de contrapresión.

- Adaptador.

- Árbol de válvulas.

- Brida adaptadora del cabezal de TP.

- Válvulas de seguridad y de tormenta.

- Conexiones del árbol de válvulas.

- Estranguladores.

Un estrangulador de flujo es un dispositivo mecánico que produce una restricción en una línea de flujo, ocasionando ya sea una caída de presión o una reducción en la velocidad del flujo.

Nota: Los estranguladores de flujo no deben usarse como válvulas de cierre de acuerdo con las normas del API 6ª

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3.32. SELECCIÓN DE CABEZAL DE POZO DE ACUERDO A PRESION Y TEMPERATURA.-

Actualmente, hay siete rangos nominales de cabezales disponibles: 2000, 3000, 5000, 10000, 15000, 20000, y 30000 psi de presión de trabajo. Estos rangos de presión son aplicables a temperaturas desde 50 °F a +250 °F. Porque las altas presiones y altas temperaturas involucradas, proveen el uso de empaquetaduras de sello tipo anillo. Estos anillos están disponibles en dos tipos básicos. La de rango de baja presión 2000 hasta 5000 psi son equipados con una junta circular tipo 6B. Una junta circular 6B puede ser provisto con una empaquetadura anillo tipo R o tipo RX. El tipo de empaque de junta circular tipo R están disponibles en forma octogonal u forma oval. La empaquetadura tipo RX es una empaquetadura de presión-energizada. Bridas desde 5000 hasta 15000 psi están disponibles en juntas de anillo tipo 6 BX. Los anillos de juntas API usan empaques de junta circular tipo BX. 2. Tipos de acero Aunque los anillos de juntas API y USASI son dimensionalmente los mismos, existe una diferencia significante en el rango como está indicado en la Tabla 1. El rango de resistencia del material API es de 36000 hasta 75000 psi, dependiendo sobre el tipo de acero especificado, siendo que el material USASI no excede los30000 psi de resistencia.

3.33. SELECCIÓN DEL ARBOLITO DE NAVIDAD DE ACUERDO A PRESION Y TEMPERATURA.-

Usualmente son provistas dos válvulas maestras cuando las presiones de cierre del pozo van a exceder las 5000 psi. Una cruz de cuatro lados como accesorio de flujo es provisto por encima de la válvula maestra. Una válvula lateral es provista sobre cada lado si es un árbol de doble lado, seguido por un choke al cual está conectada la línea de flujo. El arbolito de Navidad es en general, el elemento final que se instala en el pozo para poner en producción el mismo. En términos simples el árbol consta de una serie de válvulas, bridas y conectores que permiten la circulación controlada de los fluidos producidos. Existe una gran variedad de diseños y complejidades. Pueden ir desde unidades simples como las usadas con aparatos en bombeo mecánico, que consisten en una simple caja prensa-empaquetaduras sin válvulas, a arbolitos muy complejos con inclusión de numerosas válvulas maestras y válvulas laterales. Dependiendo de su uso y de los niveles a producir en el pozo, se tienen arbolitos simples, dobles, triples y cuádruples. Existen arbolitos roscados y bridados. Los arbolitos roscados son para bajas presiones de operación como ser de 2000 psi y los arbolitos bridados tienen un rango de presión de trabajo mayor, existen de 2000, 3000, 5000, 10000 y 20000 psi y altas temperaturas de trabajo hasta de 650 °F. Usados especialmente en pozos de inyección de vapor.

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11.Conclusión.-

- El origen de los hidrocarburos en el reservorio se basa en dos teorías la orgánica e inorgánica además se determina el origen en la era paleozoica y periodo carbonífero, y otras teorías de carbono y teoría vegetal.

- El efecto de la temperatura y presión a medida que la profundidad avanza, definiendo gradientes de presión normal 0.465 psi/ft, y de temperatura de 1 grado Fahrenheit por cada 100 ft.

- La afectación de la permeabilidad y porosidad, la permeabilidad (k) y porosidad es otra característica de la producción ya que de ella depende el tipo de movilidad del fluido del reservorio.

- La clasificación del yacimiento según el tipo almacenado se clasifica en petróleo negro ordinario, petróleo volátil, gas retrogrado- condensado, as húmedo y gas seco.

- La selección de un arreglo sub-superficial, es dada por factores importantes como ser la selección de dispositivos (Cabezales de tubería de revestimiento (TR), Válvula de contrapresión, Adaptador, Árbol de válvulas, Brida adaptadora del cabezal de TP, Válvulas de seguridad y de tormenta, Conexiones del árbol de válvulas, Estranguladores) de acuerdo a variables como la temperatura y presión,

12.BIBLIOGRAFIA.-

- José Luis Rivero Análisis Nodal y Explotación del Petróleo.

- PROGRAMA DE ENTRENAMIENTO ACELERADO PARA SUPERVISORES SCHLUMBERGER- PRESIONES DE FORMACION.

- Prácticas de ingeniería de yacimientos petrolíferos. José S. Rivera V.

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- Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos - Freddy H. Escobar, Ph.D.

- EXPERTO EN COMPORTAMIENTO Y OPTIMIZACIÓN INTEGRAL DE PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS UONLINES.

- Ingeniería en Yacimientos Petrolíferos Sylvain j. Pirson.

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- caracteristicas - de - los - reservorios - en - relacion - a - sus - condiciones - de - presion -...

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